财务表现 - 2021年全年每股收益2.72美元，2020年为1.72美元；2021年第四季度每股收益0.73美元，2020年同期为0.57美元[10] - 2021年GAAP净收入为2.44亿美元，2020年为1.55亿美元[13] 业务进展 - 综合运营中心和先进配电管理系统优化电网运营[10] - 发布RFP，计划到2024年底增加375 - 500兆瓦可再生能源和375兆瓦无排放容量[10] 负荷增长 - 2021年负荷同比增长4.0%（天气调整后），住宅、商业、工业交付量分别增长1.0%、4.2%、8.5%（天气调整后）[13] - 长期负荷增长指引从1%提高到1.5%[13] 2022年费率案 - 平均费率基数56亿美元，增加8.14亿美元，增幅17%；ROE为9.5%；资本结构50/50；债务成本4.125%；资本成本6.83%[22] - 收入需求增加7400万美元，含6400万美元电力成本[22] 资本支出 - 2022 - 2026年在发电、输电和配电等方面有相应资本支出规划[25] 资源规划 - 2023年3月将提交下一份综合资源规划（IRP）和初始清洁能源计划[30] 流动性与融资 - 截至2021年12月31日，总流动性为8.43亿美元[31] - 预计2022年第三季度进行2.5亿美元长期债务融资[33] 2022年盈利指引 - 2022年全年稀释后每股收益指引为2.75 - 2.90美元[35] - 重申长期每股收益增长4% - 6%，长期股息增长5% - 7%[35]

零售业务数据关键指标变化 - 2021 - 2019年总零售收入分别为20.78亿美元、19.32亿美元、18.81亿美元，零售能源交付量分别为2053.2万兆瓦时、1954.3万兆瓦时、1946万兆瓦时，平均零售客户数分别为912209、902237、890019 [42] - 2021 - 2019年住宅、商业、工业零售收入占比分别为（1118亿美元，54%；708亿美元，34%；279亿美元，13%）、（1030亿美元，53%；634亿美元，33%；246亿美元，13%）、（981亿美元，52%；654亿美元，35%；222亿美元，12%）[42] - 2021 - 2019年住宅、商业、工业零售能源交付量占比分别为（797.8万兆瓦时，39%；719.3万兆瓦时，35%；536.1万兆瓦时，26%）、（775.6万兆瓦时，40%；685.5万兆瓦时，35%；493.2万兆瓦时，25%）、（747.1万兆瓦时，38%；731.8万兆瓦时，38%；467.1万兆瓦时，24%）[42] - 2021 - 2019年住宅、商业、工业平均零售客户数占比分别为（800372，88%；111569，12%；268，无占比）、（791119，88%；110851，12%；267，无占比）、（779673，88%；110084，12%；262，无占比）[42] - 无单一客户占公司总零售收入超过8%或总零售交付量超过13% [41] 业务计划相关数据 - 固定三年和至少五年的现有和计划负荷退出计划参与总量上限为300平均兆瓦[49] - 2020年新大型负荷直接接入计划对符合条件客户开放，上限为119平均兆瓦[50] - 绿色未来影响计划经OPUC批准，2021年12月批准将客户提供的可再生资源容量增加250兆瓦，使项目总可用容量达750兆瓦[51] 收入占比数据变化 - 2021 - 2019年批发收入占总收入的比例分别为11%、8%、8% [53] - 2021 - 2019年其他运营收入占总收入的比例分别为3%、2%、3% [54] 系统负荷与资源容量数据 - 2021年6月公司创下新的全网系统负荷峰值4447兆瓦，比1998年12月的历史峰值高出9%[56] - 2021年公司资源总容量为5314兆瓦，其中发电容量3450兆瓦占比65%，购电容量1864兆瓦占比35%[60] 公司资产权益与容量数据 - 截至2021年12月31日，公司在455兆瓦的Pelton/Round Butte水电项目中拥有66.67%的所有权权益，2022年1月1日降至50.01%[64] - 公司拥有两个风电场，Biglow Canyon总铭牌容量450兆瓦，Tucannon River总铭牌容量267兆瓦[65] - 公司在俄勒冈州Mist拥有41亿立方英尺的天然气储存量[67] - 2021年公司与华盛顿州公共事业区签订长期购电合同，获得404兆瓦的水电容量[70] - 截至2021年12月31日，公司与67个在线PURPA合格设施签订合同，提供298兆瓦的容量[72] - 2021年公司从PURPA合同购买电力的费用为5500万美元，购买电量为68.3万兆瓦时，平均每兆瓦时成本为79.89美元[73] - 截至2021年12月31日，公司有60个客户拥有的备用发电站点，总容量为130兆瓦[74] - 公司有一份容量合同，可在夏季和冬季高峰时段获得高达100兆瓦的季节性容量，合同于2024年到期[75] - 公司有三个光伏太阳能项目购电合同，总容量7兆瓦，合同期限至2036年和2037年；Wheatridge的太阳能和电池组件正在建设，预计2022年初完工，将分别增加50兆瓦和30兆瓦容量[76] - 公司有一份生物质能购电合同，将于2022年到期；还有两份代表300兆瓦容量的可再生能源购电合同，用于支持绿色未来影响计划[77] - 公司与Avangrid Renewables签订两份15年合同，分别从俄勒冈州吉列姆县和瓦斯科县的可再生能源设施获得162兆瓦和138兆瓦容量，预计分别于2022年5月和12月投入使用[83] 电力输送与服务数据 - 2021年，公司通过1274回路英里、电压115千伏及以上的输电线路输送了约2600万兆瓦时的电力[82] - 公司提供网络集成输电服务、长短期货运点对点输电服务和非期货运点对点服务等输电服务[90] 员工相关数据 - 截至2021年12月31日，公司有2839名员工，其中678名员工受与国际电气工人兄弟会地方125工会的两份协议覆盖，协议分别于2022年3月和8月到期[101] - 黑人和有色人种占公司员工总数超25%，占管理层近23%；女性员工占三分之一，管理层中女性占超34%，包括首席执行官[105] - 公司为员工提供多种培训和发展项目、学费报销、导师计划等，董事会至少每年审查高级管理层继任计划[103] 公司运营监管与风险数据 - 公司的特洛伊核电站乏核燃料从乏燃料池转移至独立乏燃料储存设施，预计2059年前不会完成运往场外储存[98] - 公司运营受《清洁空气法》《清洁水法》《濒危物种法》等多项环保法律法规监管[88][93][94] 商品合约与风险敞口数据 - 截至2021年12月31日，PGE商品合约净未实现（收益）/损失中，电力合约2022 - 2026年及以后分别为2000万、200万、300万、400万、500万和7200万美元，总计1.06亿美元；天然气合约分别为 - 7600万、 - 2600万、 - 400万，总计 - 1.06亿美元；净未实现（收益）/损失分别为 - 5600万、 - 2400万、 - 100万、400万、500万和7200万美元[349] - 截至2021年12月31日，加元价值变动10%，未来十二个月结算的交易风险敞口变化不显著[352] - 截至2021年12月31日，PGE循环信贷安排下无未偿还借款，无未偿还商业票据[353] - 截至2021年12月31日，PGE长期债务中，第一抵押债券公允价值37.08亿美元，账面价值31.8亿美元；污染控制收入债券公允价值1.23亿美元，账面价值1.19亿美元；总计公允价值38.31亿美元，账面价值32.99亿美元[355] - 截至2021年12月31日，PGE无受利率风险影响的长期债务工具[356] - 截至2021年12月31日，PGE商品活动信用风险敞口为1.73亿美元，其中1.7亿美元与外部评级为投资级的交易对手有关，相关交易将于2022 - 2025年到期[359] - PGE主要业务是向零售客户供电，面临商品价格、外汇汇率、利率和信用等市场风险[345] - PGE通过执行风险委员会（ERC）监督和管理公司风险，使用多种金融工具管理商品价格风险[346][348] - PGE通过适当的套期保值策略降低加元汇率波动风险，目前无缓解短期利率风险的金融工具[351][354] - PGE通过信用政策管理交易对手违约风险，对零售销售应收账款计提坏账准备以降低信用风险[357][358] 财务数据关键指标变化 - 2021 - 2019年净收入分别为2.44亿美元、1.55亿美元、2.14亿美元[378] - 2021 - 2019年总收入分别为23.96亿美元、21.45亿美元、21.23亿美元[378] - 2021 - 2019年总运营费用分别为20.18亿美元、18.76亿美元、17.70亿美元[378] - 2021 - 2019年基本每股收益分别为2.72美元、1.73美元、2.39美元[378] - 2021 - 2019年综合收入分别为2.45亿美元、1.54亿美元、2.13亿美元[380] - 截至2021和2020年底，现金及现金等价物分别为5200万美元和2.57亿美元[383] - 截至2021和2020年底，应收账款净额分别为3.29亿美元和2.71亿美元[383] - 截至2021和2020年底，总流动资产分别为6.88亿美元和7.21亿美元[383] - 截至2021和2020年底，电力公用事业厂净值分别为80.05亿美元和75.39亿美元[383] - 截至2021和2020年底，总资产分别为94.94亿美元和90.69亿美元[383] - 截至2021年12月31日，公司总负债为67.87亿美元，较2020年的64.56亿美元增长约5.13%；股东权益为27.07亿美元，较2020年的26.13亿美元增长约3.6%；负债和股东权益总计94.94亿美元，较2020年的90.69亿美元增长约4.69%[386] - 2021年净收入为2.44亿美元，2020年为1.55亿美元，2019年为2.14亿美元[392] - 2021年经营活动提供的净现金为5.32亿美元，2020年为5.67亿美元，2019年为5.46亿美元[392] - 2021年投资活动使用的净现金为6.56亿美元，2020年为7.87亿美元，2019年为6.04亿美元[392] - 2021年融资活动使用的净现金为0.81亿美元，2020年提供的净现金为4.47亿美元，2019年使用的净现金为0.31亿美元[394] - 截至2021年12月31日，公司现金及现金等价物期末余额为0.52亿美元，2020年为2.57亿美元，2019年为0.30亿美元[394] - 2021年支付的利息净额为1.20亿美元，2020年为1.13亿美元，2019年为1.16亿美元；支付的所得税2021年为0.16亿美元，2020年为0.17亿美元，2019年为0.33亿美元[394] - 公司将2020年现金流量表经营活动部分的100万美元增量野火成本递延从其他非现金收入和费用净额中重分类，1400万美元从其他净额中重分类[401] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，公司现金等价物分别为4400万美元和2.55亿美元[402] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，公司作为抵押的现金存款分别为3700万美元和800万美元，信用证分别为1800万美元和1200万美元[410] - 2021年、2020年和2019年，公司平均使用的AFUDC利率分别为6.7%、6.9%和7.1%[415] - 2021年、2020年和2019年，AFUDC来自借款资金分别为800万美元、800万美元和500万美元，来自股权资金分别为1700万美元、1600万美元和1000万美元[415] - 2021年、2020年和2019年，折旧费用占相关平均可折旧工厂的百分比分别为3.4%、3.5%和3.6%[416] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，无形资产累计摊销分别为4.46亿美元和3.88亿美元，2021年摊销费用为5800万美元，2020年和2019年均为6400万美元[419] - 预计2022 - 2026年无形资产摊销费用分别为5900万美元、5100万美元、4600万美元、3300万美元和2500万美元[419] - 公司2021年、2020年和2019年授权的净资产收益率均为9.5%[429] - 2021年公司实际NVPC比基线NVPC高6200万美元，已递延2900万美元，占预计向客户收取的超额差异的90%；2020年排除1.27亿美元交易损失后，实际NVPC比基线NVPC低1300万美元[430] - 截至2021年12月31日，公司与公用事业工厂ARO相关的净监管负债为4300万美元，与特洛伊退役ARO活动相关的净监管资产为9000万美元；2020年分别为3700万美元和8800万美元[435] - 2021年、2020年和2019年，公司从客户处收取并汇给税务机关的特许经营税分别为4800万美元、4600万美元和4500万美元[444] - 2021年、2020年和2019年公司总营收分别为23.96亿美元、21.45亿美元和21.23亿美元[454] - 2021年、2020年和2019年，批发收入中与实物电力商品合同衍生品结算相关的金额分别为6300万美元、6500万美元和5000万美元[455] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，公司因某些递延税资产和负债变化确认为净监管负债的金额分别为2.08亿美元和2.39亿美元[451] - 2022年综合费率案中，各方达成协议，预计2022年5月生效的新客户价格实施后将取消公司的解耦机制，预计2022年4月获OPUC最终命令批准，届时递延将停止，但此前记录的递延摊销将按计划继续[448] 零售客户相关数据 - 截至2021年12月31日，公司为约91.7万名零售客户提供服务，服务

财务与运营亮点 - 2021年第三季度净收入5000万美元，摊薄后每股收益0.56美元[10] - 重申2021年负荷增长2.5% - 3.0%，全年摊薄后每股收益2.70 - 2.85美元，长期每股收益增长4% - 6%，长期股息增长5% - 7%，长期负荷增长1%[11] 2022年费率案更新 - 提议费率基数57亿美元，主要运维成本驱动因素为增加植被管理[17] - 加速科尔斯特里普电厂折旧至2025年，改进风暴停电机制，将年度应计金额从370万美元增至1040万美元[17] - 保留2%的解耦上限，允许超过2%的金额结转至后续年份回收，扩大分布式能源和DSG项目[17] 资本投资 - 2021 - 2025年在发电、输配电、通用业务与技术、综合运营中心等方面有资本支出预测[22] 2021年展望 - 2021年非住宅能源交付同比强劲增长，商业增长3.9%，工业增长9.2%[27] - 全年业绩符合预期，前三季度摊薄后每股收益累计1.98美元，重申全年摊薄后每股收益2.70 - 2.85美元[27]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第三季度净收入为5000万美元，合每股0.56美元，而2020年第三季度亏损1700万美元，合每股0.19美元 [6] - 2021年年初至今收入同比增长12%，第三季度同比增长17% [8] - 2021年第三季度GAAP每股收益为0.56美元，2020年第三季度GAAP每股亏损0.19美元；2020年第三季度非GAAP每股收益为0.90美元 [21] - 2021年第三季度总营收增加0.37美元，主要因经济强劲推动服务区域增长及天气转暖，总营收同比增长17%；不利电力成本为0.39美元，因天气转暖、区域容量需求增加及可再生能源发电量降低导致市场价格大幅上涨 [22] - 预计将超过3000万美元门槛启动客户成本分摊，本季度已递延2700万美元，占门槛以上差异的90%，预计相关监管程序将在2022年待悬而未决的费率案结束后开始 [23] - 固定运营费用使每股收益减少0.11美元，包括增强野火缓解费用0.03美元、额外植被管理费用0.04美元、服务恢复成本0.02美元和其他杂项费用0.02美元 [24] - 行政费用使每股收益减少0.18美元，其中一半归因于2020年的特殊项目，其余归因于外部服务、员工福利费用增加和其他杂项费用 [24] - 其他项目使每股收益减少0.03美元，包括因电厂退役导致的折旧和摊销减少带来的0.03美元收益、因2020年资产退役时间差异导致的0.04美元较高税收费用以及0.02美元其他不利杂项费用 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 高科技和数字服务部门持续快速增长，与2020年第三季度相比增长9%，客户正在扩大产能，数据中心开发商等的选址活动有所增加 [20] - 住宅用电量因远程工作持续而显著升高 [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 电力市场在整个夏季波动明显，市场价格因天气转暖、区域容量需求增加以及可再生能源发电量降低而大幅上涨 [19][22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划到2030年实现脱碳目标，预计需要约1500 - 2000兆瓦的额外无碳资源和约800兆瓦的非排放容量资源；12月将发布RFP，寻求约1000兆瓦的可再生能源和非排放容量资源，计划增加375 - 500兆瓦的可再生能源，并引入约375兆瓦的非排放特殊容量 [9][10] - 公司需要升级电网以整合可再生能源资源，使客户更容易参与需求响应和分布式能源计划，确保服务可靠且价格合理；预计多达25%满足脱碳未来所需的灵活性将来自客户和分布式能源资源，如太阳能电池板、电池、电动汽车；计划到2023年底将相关项目规模显著扩大至500兆瓦 [11][12] - 作为西部能源和平衡市场的早期参与者，公司倡导扩大和加强批发电力市场，以提高可靠性、加速脱碳并降低客户成本；与西部公用事业合作伙伴共同努力加强可靠性规划、推进综合市场，并研究西部区域输电组织的益处 [13] - 公司将可持续发展融入业务各个方面，9月发布ESG报告，近期采用绿色融资框架，成功发行1.5亿美元绿色债券；昨日向联邦能源监管委员会提交费率案，以审查第三方输电收入，新价格带来的收入将通过收入抵免抵消零售客户价格 [14] - 公司在2022年一般费率案中与利益相关者就资本成本达成协议，支持50%债务、50%股权的资本结构和9.5%的允许ROE；计划在RFP流程中投标基准资源，并提交附属利益实体申请，以解决公用事业因税收正常化要求带来的结构性税收劣势，为客户提供更大价格优惠 [27][28][29] - 公司将资本支出预测增加超过1亿美元，主要集中在2022年，与基于电网的投资相关；假设获得OPC批准，2022年无需发行股权来满足资本要求，除非RFP带来重大可再生能源项目增加 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 炎热的夏季天气和电力市场波动对公司所在地区和本季度业绩产生重大影响，但公司业务依然强劲，得益于科技和数字领域的负荷增长以及因炎热天气和持续的COVID限制导致的居民用电量增加 [6][7] - 公司重申2021年每股2.70 - 2.85美元的盈利指引，长期盈利增长指引为4% - 6%，2021年年初至今的业绩符合预期，未来清洁能源需求的强劲增长为公司实现长期财务目标和为客户及投资者创造价值奠定基础 [7][32] 其他重要信息 - 公司欢迎Dawn Farrell加入董事会，她在能源领域经验丰富，曾领导一家以热力发电为主的公司转型为领先的清洁可再生能源公司，将对公司的转型起到重要作用 [16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请分析2021年第四季度盈利的构成要素 - 2020年第四季度每股收益为0.57美元，但记录了Sullivan水电设施的资产退役义务（ARO）每股0.17美元，并调整了激励措施；将ARO和激励调整的0.22美元加至0.57美元，可将2020年第四季度业绩正常化为每股0.79美元，接近2021年指引范围的中点；目前2021年年初至今每股收益为1.98美元 [36][37][38] 问题2: 待决的和解方案及税收抵免机制的变化对公司未来五年的清洁能源投资有何影响 - 公司对相关公告感到高兴，税收抵免和法案结构对公司很重要，公司一直与参议员Wyden合作推动技术中立的税收抵免，税收正常化也是公司的目标；若无法实现税收正常化，附属实体申请将为公司在电池存储等方面为客户争取最低成本提供公平竞争环境 [40][41] 问题3: 费率案中，在资本结构和ROE达成和解后，如何解决其他未决问题，以及50 - 50的资本结构是否会改变股权动态 - 50 - 50的资本结构让公司有信心在2022年不发行股权，公司资产负债表状况良好，有能力为增加的资本计划提供资金；公司本周收到评论并正在评估，这是正常流程；公司提出的费率案较为温和，约3.9%，其中2%在AUT本身，主要是资本案；公司有和解的历史，目前将进入信息交流阶段，但结果尚不确定 [48][49][50] 问题4: 附属实体动态如何扩大机会，为何现在转向这一机会 - 行业仍希望解决税收正常化问题，但附属实体申请并非新事物，类似的申请在全国很常见；它将使公司能够利用税收优势降低可再生能源成本，为客户提供更多竞争机会，以实现向更多可再生能源转型过程中客户能源成本最低且可靠的目标；公司即将进入可再生能源的重大增长计划，需要公平竞争环境和工具来参与竞争，因此现在采取这一行动 [55][56][58] 问题5: 可变电力成本的规模似乎前所未有的大，2700万美元的递延将如何发展，以及如何减轻对客户账单的潜在影响 - 电力成本递延机制高度公式化，此次递延可客观计算和验证；通常会在解决悬而未决的GRC后，在几年内摊销；公司还有其他约1.5亿美元的递延，包括COVID递延、2020年野火递延和2月风暴成本递延，这些递延性质不同，预计将根据复杂程度和规模在不同时间段内摊销；公司将探索证券化结构以利用低成本债务利率；电力成本回收是一个多步骤过程，包括预测方法、AUT、采购策略、电厂运营和PCAM等，公司在各方面都采取了措施；预计2022年约6000万美元的增长中，约一半与负荷增加有关，另一半与投资组合去风险和价格上涨有关，公司的天然气套期保值策略使客户免受天然气价格波动影响 [66][67][74] 问题6: 费率案中，工作人员的证词与公司要求存在较大差异，如何看待，以及风暴应计和脱钩等提议变更获得批准的可能性 - 公司认为这种差异在费率案中很常见，不会过度反应；公司希望全面推进GRC并达成和解，但递延事项将在单独的流程中处理；公司将与各方合作，保持透明，让大家了解过去一年多的情况以及公司为创建更可靠和有弹性的公用事业所做的工作 [77][78] 问题7: 公司规划的能源和容量需求与4% - 6%的增长指引有何关系，当前流程是否支持或会增加增长 - 增长指引范围不包括公司在新一轮RFP中可能竞得的发电设施；公司预计本十年会有两到三次IRP，且将尽快退出对Colstrip电厂的权益，并已就加速折旧达成和解；任何通过IRP获得的额外所有权机会，若为成本最低、风险最小的项目，将对4% - 6%的增长有增益作用 [86][87][89] 问题8: 在RFP流程中若成功中标，何时进行相关股权融资，是否自动有资格获得相关附加费以收回成本，还是需要重新提交GRC - 公司有可再生能源调整机制来跟踪可再生能源；预计春季和初夏知道中标情况，设计和建设将在2023 - 2024年进行，融资将在该时间段进行，公司流动性良好，无需立即进入市场进行大量融资，尤其是股权融资 [91][92] 问题9: 本季度电力成本波动的驱动因素是什么，如何确保这种波动不是新常态 - 高温事件、该地区水电和风电发电量减少导致市场价格波动；公司可通过年度更新机制反映市场条件的学习成果；整个西部减少了大量热电厂，稀缺时期备用资源减少，预计仍会有波动，但公司正在学习和应对；公司看到西部市场整合和资源共享的趋势，这有助于管理波动 [98][99][100] 问题10: 资本支出增加的原因是什么，哪些项目导致2022年的数字增加 - 公司加速了分布式资源计划，包括太阳能、电池存储、电动汽车等，以及需求响应计划，以提高电网的可靠性和灵活性；2022年资本支出增加主要与电网相关，约65%，其中约2500万美元来自综合运营中心的建设，还有一些发电侧的维护资本支出；公司还在大量投资技术，包括客户服务活动、工作流程改进和数据管理等；2023 - 2025年的资本支出主要也是与电网相关的工作，不包括可能建设的发电设施 [103][106][107] 问题11: 在80%碳减排或100%清洁能源的世界中，如何看待容量问题 - 公司所在的太平洋西北地区水电占比约50% - 55%，具有成本优势；风能和太阳能也有容量因子，且电池存储可更好地利用输电资源；公司还将配电系统作为容量来源和缓冲器；公司有多个合作伙伴关系，提供能源服务和容量；公司将采取综合解决方案，包括利用西部市场的整合和加速变革；2021年RFP中要求约375兆瓦的非排放容量，公司对电池技术和成本曲线在拍卖中的表现感兴趣 [111][112][115] 问题12: 国会的直接支付政策如何影响公司，是否会抵消股权需求并改变增长前景，是否会使公司在投标中更具竞争力 - 直接支付等工具对公司至关重要，可帮助公司为客户提供成本效益高的可再生能源和可靠电力；直接支付将抵消股权需求，提供更多选择；还可帮助消除公司结转的未使用税收抵免，提高效率，对公司和客户都有显著好处 [120][121] 问题13: 随着费率基数增长，监管结构滞后成本是否会缩小 - 随着公司服务区域的增长，监管结构滞后成本会缩小，因为费用将分摊到更大的基数上；OPUC计算的股权回报率与会计角度不同，公司在投资者方面表现较好；更大、更稳定的基数还可降低波动性 [122][123][125] 问题14: 2022年如何消除极端天气对股东和客户的电力成本波动影响 - 公司采取综合策略，包括确保发电设施在最具挑战性的日子里100%可靠；整合发电设施，确保有足够的容量和储备；调整建模技术以反映市场现实；加速分布式资源计划，利用配电系统作为断路器和发电来源；与西部其他公用事业合作，推进日前市场和进一步整合；评估RTO等机制 [127][128][129] 问题15: 设置AUT和净可变电力成本时，是否假设正常水电条件或使用NOAA预测，以及AUT的设定日期 - 公司使用长期水电预测，该预测可追溯到几十年前，还使用五年滚动平均的风电预测；所有这些数据都用于市场对电力和天然气的定价；未来几天和几周将设定AUT，并用于2022年，同时结合与各方合作的新模型 [138] 问题16: 太平洋西北地区的湿冷天气预测是否包含在关税中，是否会在PCAM下为公司带来收益 - 当前天气条件或预测不直接用于设定AUT，而是使用长期数据；湿冷天气对水电条件有益，可补充水库和地下水位，但也可能带来更多风，导致T&D成本增加；公司正在加强系统以减少停电 [139][140] 问题17: 电动汽车基础设施是否是除增加供应组合外的重大投资机会 - 从立法支持角度看，公司在电动汽车基础设施方面有很大机会，包括系统内的变压器、变电站、线路，以及充电设施的准备工作；公司认为这是一个巨大的机会，虽然目前规模较小，但预计会逐年增加；电动汽车数量增加可在非高峰时段充电，提高可靠性，降低客户成本；每辆电动汽车相当于一个新的住宅客户 [141][142][145] 问题18: 如何解释工作人员证词中对客户成本和环境关注之间权衡的担忧 - 公司不会猜测工作人员的立场，强调与监管机构合作；公司为应对未来的波动性和可靠性压力进行了投资，能够为客户提供价格合理、可靠的能源，并逐步实现无碳化；公司提出的价格上涨幅度较为温和，这得益于全体员工提高效率、利用技术和以客户为中心的工作 [151][152][153] 问题19: 公司在使用技术和可再生能源时，是否能从成本降低的角度为客户带来好处 - 公司认为不需要为绿色转型支付更多成本，但需要更明智地使用技术，与合作伙伴整合；可再生能源在大多数情况下成本低于新的热力运营，但在技术方面带来挑战；公司正在推进分布式资源系统和相关技术，以降低客户成本和可再生能源成本 [155][156]

公司减排目标 - 公司计划到2030年将与供应给客户的电力相关的温室气体排放量至少减少80%，到2040年实现零排放[162] - 2021年6月，俄勒冈州立法机构通过HB 2021法案，要求投资者所有的公用事业公司和电力服务供应商到2030年将温室气体排放量减少80%，2035年减少90%，2040年及以后减少100%[161][163] - 2020年3月，俄勒冈州州长发布行政命令，将该州清洁燃料计划的减排目标提高一倍多，从之前要求到2025年将燃料平均碳强度从2015年水平降低10%，提高到到2035年降低25%[166][168] - 2016年，俄勒冈州参议院第1547号法案要求俄勒冈州公用事业客户的能源供应中煤炭最迟在2030年消除（PGE的Colstrip产出可延长至2035年）[168] 公司业务所有权情况 - 公司在Colstrip 3号和4号机组拥有20%的所有权份额[169] - 公司在Colstrip输电设施拥有15%的所有权权益和容量[171] - 公司在455兆瓦的Pelton/Round Butte水电项目中拥有66.67%所有权，CTWS有购买额外16.66%所有权的选择权并已通知行使[177] 公司业务运营调整 - 2020年10月，公司停止了Boardman发电厂的燃煤运营并开始退役活动[172] - 2021年7月下旬，PGE折旧研究案的某些相关方达成协议，将加速Colstrip发电资产的折旧至2025年12月31日[170] - 公司在2016年提交关税申请，将Colstrip设施投资的回收时间从2042年提前到2030年[169] 公司资源采购与规划 - 公司2018年招标采购约100平均兆瓦合格可再生资源，中标项目为Wheatridge，含300兆瓦风力发电、50兆瓦太阳能发电和30兆瓦电池储能[173][174] - 到2025年RPS阈值提高到27%，2030年到35%，2035年到45%，2040年到50%[173] - 公司预计到2030年需约1500 - 2000兆瓦清洁和可再生资源以及约800兆瓦无排放可调度容量资源[176] - 公司与Douglas County PUD的五年协议自2021年1月1日起，预计贡献100 - 160兆瓦容量[177] - 2021年全资源招标中，公司预计引入约375 - 500兆瓦可再生资源和约375兆瓦无排放可调度容量资源[178] 公司项目建设情况 - 公司集成运营中心预计总成本2亿美元（不含AFDC），截至2021年9月30日已记录1.67亿美元（含AFDC），预计2021年第四季度投入使用[187] 地区政策目标 - 俄勒冈州设定2025年零排放车辆销售目标为25万辆，2035年零排放车辆占新车销售比例达90%[188] 公司价格调整与成本情况 - 2022年公司申请提高年度收入要求，使客户价格总体平均上涨约3.9%，其中2.0%源于预计的可变电力成本增加[190] - 公司因疫情采取支持客户措施，导致坏账费用增加、收入损失和其他增量成本[198] - 2021年前三季度，公司COVID - 19递延费用增加1100万美元，截至2021年9月30日和2020年12月31日，递延余额分别为2700万美元和1000万美元，预计2021年增量坏账费用为3400 - 3600万美元[200] - 公司资本结构为50%债务和50%股权，股权回报率为9.5%，资本成本为6.94%，费率基数为57亿美元；更新后资本成本为6.83% [200] - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，公司野火响应累计递延成本分别为3600万美元和1500万美元[205] - 2021年2月风暴使公司截至9月30日估计产生1.07亿美元增量成本，其中3600万美元为资本支出，7100万美元为运营费用，已递延6000万美元[207][209] - 2021年AUT批准电力成本较2020年增加6600万美元，相应年度收入要求也增加6600万美元[211] - 波特兰港超级基金场地预计总修复成本为17亿美元，公司估计未折现总成本在19 - 35亿美元之间[212] - 2021年前三季度公司记录向客户净退款900万美元，2020年记录估计净退款600万美元[214][216] - 解耦机制下，2021年商业客户收款达到上限，住宅客户需求增加导致退款增加[215] - 公司估计截至2020年12月31日和2021年12月31日，Boardman收入要求递延金额分别高达1400万美元和6600万美元[218] 公司能源交付与负荷情况 - 2021年前九个月零售能源交付量较2020年同期增长6%，第三季度增长5%[223] - 2021年6月28日公司录得新的系统峰值负荷4441兆瓦，超过之前的历史纪录4073兆瓦[225] - 经天气因素调整后，2021年前九个月零售能源交付量较2020年同期增长4%[226] - 2021年前九个月，直接接入客户的能源交付量上限约为公司总零售能源交付量的13%[227] - 2021年和2020年前九个月，电力服务供应商向直接接入客户的实际能源交付量占公司总零售能源交付量的11%[228] - 2021年前九个月，公司天然气发电的工厂可用性为90%，煤炭为99%（不包括Colstrip），风能为84%，水能为93%[223][231] - 2021年前九个月，水电能源接收量较2020年增加55%，其中中哥伦比亚和其他地区水电项目增加95%，公司自有设施减少15%[235] - 2021年前九个月，公司自有风能资源及合同能源接收量较2020年增加31%[236] - 2021年9月30日总系统负荷为678.1万兆瓦时，较2020年同期的625.1万兆瓦时增加；前九个月总系统负荷为1877.2万兆瓦时，较2020年同期的1820.1万兆瓦时增加[254] - 2021年前九个月，天然气发电707.4万兆瓦时占比38%，煤炭发电145.5万兆瓦时占比8%，水电77.8万兆瓦时占比4%，风电184.3万兆瓦时占比10%；购电总量762.2万兆瓦时占比40%；总系统负荷1877.2万兆瓦时[257] 公司成本分摊与NVPC情况 - 当实际非可变电力成本（NVPC）超出规定范围时，成本分摊机制（PCAM）规定90%的超额差异将向客户收取或退还[239] - 2021年前九个月实际NVPC比基线高6000万美元，截至9月30日公司已递延2700万美元，占预计向客户收取超额差额的90%[241] - 2021年前三个月和前九个月，实际NVPC分别为1.47亿美元和4.27亿美元，较2020年同期分别减少8900万美元和增加300万美元[259] 公司营收与收入情况 - 2021年第三季度总营收6.42亿美元，较2020年同期的5.47亿美元增长17%；前九个月总营收17.88亿美元，较2020年同期的15.89亿美元增长13%[242] - 2021年第三季度净收入5000万美元，较2020年同期增加6700万美元；前九个月净收入1.78亿美元，较2020年同期增加7500万美元[242][243][244] - 2021年第三季度零售收入5.16亿美元，较2020年同期的4.77亿美元增加3900万美元；前九个月零售收入15.53亿美元，较2020年同期的14.2亿美元增加1.33亿美元[245][248] - 2021年第三季度批发收入较2020年同期增加5600万美元，增幅100%；前九个月批发收入较2020年同期增加5600万美元[250][251] - 2021年前九个月其他运营收入较2020年同期增加1000万美元，主要因天然气销售市场条件改善[253] 公司费用情况 - 2021年第三季度购电和燃料费用2.59亿美元，较2020年同期的2.92亿美元减少3300万美元；前九个月费用6.13亿美元，较2020年同期的5.54亿美元增加5900万美元[242][254] - 2021年第三季度平均可变电力成本每兆瓦时42.19美元，较2020年同期的46.62美元下降；前九个月平均可变电力成本每兆瓦时34.09美元，较2020年同期的30.44美元上升[254] - 2021年第三季度购电平均成本下降24%，公司自有发电平均成本上升10%，总系统负荷增加主要因购电能源交付量增长33%[255] - 2021年前九个月，每兆瓦时平均可变电力成本增加5500万美元，其中购电平均成本增加16%，公司自有发电平均成本下降5%；总系统负荷增加3100万美元，主要因购电能源交付量增加8%[256] - 2021年前三个月和前九个月，发电、输电和配电费用分别为8000万美元和2.36亿美元，较2020年同期分别增加1500万美元和2100万美元[263] - 2021年前三个月和前九个月，行政及其他费用分别为8200万美元和2.47亿美元，较2020年同期分别增加1900万美元和3900万美元；折旧和摊销费用分别减少700万美元和1500万美元[264] - 2021年前三个月和前九个月，所得税费用分别增加3200万美元和2200万美元[268] 公司现金流与资本支出情况 - 2021年前九个月，经营活动净现金流入5.82亿美元，投资活动净现金流出5.02亿美元，融资活动净现金流出4300万美元；现金及现金等价物期末余额为2.94亿美元[270] - 公司预计2021年折旧和摊销的非现金费用在4.1亿 - 4.3亿美元之间，经营活动预计提供的总现金在5.75亿 - 6.25亿美元之间[272] - 2021年公司计划进行7亿美元的资本支出，预计通过2021年经营活动产生的现金以及发行短期和长期债务证券来筹集资金[274] - 2021 - 2025年持续资本支出分别为6.3亿美元、6.3亿美元、5.5亿美元、5.5亿美元、5.5亿美元，总资本支出分别为7亿美元、6.55亿美元、5.5亿美元、5.5亿美元、5.5亿美元[277] - 2021年公司预计用运营现金（5.75 - 6.25亿美元）、发行不超过4亿美元的长期债务证券及按需发行短期债务或商业票据来满足资本需求[279] 公司流动性与债务情况 - 截至2021年9月30日，公司可用流动性为10.86亿美元，其中循环信贷额度6.5亿美元，信用证可用额度1.42亿美元，现金及现金等价物2.94亿美元[280] - 2021年3月31日公司获得2亿美元的364天定期贷款，9月30日已还清[285] - 截至2021年9月30日，公司长期债务净额为32.85亿美元，扣除未摊销债务费用1400万美元[286] - 2021年9月30日公司发行4亿美元第一抵押债券，包括2028年到期1亿美元（年利率1.82%）、2031年到期5000万美元（年利率2.10%）、2034年到期1亿美元（年利率2.20%）、2051年到期1.5亿美元（年利率2.97%）[287] - 穆迪和标普对公司的发行人信用评级分别为A3和BBB +，高级担保债务评级分别为A1和A，商业票据评级分别为P - 2和A - 2，展望均为稳定[288] - 截至2021年9月30日，公司已向交易对手方提供2500万美元抵押品，包括500万美元现金和2000万美元信用证；单机构评级下调至投资级以下可能需追加7400万美元抵押品，双机构下调可能需追加1.42亿美元抵押品[289] - 截至2021年9月30日，公司债务与总资本比率为56.4%，信贷协议要求该比率不超过65.0%[292] - 公司预计在2021年9月30日最严格的发行测试下，可额外发行高达10亿美元的第一抵押债券[291] 公司其他情况 - 公司关键会计政策在2020年年度报告（Form 10 - K）中概述[240] - 2020年俄勒冈州野火季烧毁超100万英亩土地，公司采取多项野火缓解措施[204] - 2021年4 - 9月，哥伦比亚河达尔斯处径流为正常水平的82%，中哥伦比亚河大古力处为89%，克拉卡马斯河埃斯塔卡达处为70%，德舒特河穆迪处为84%[258] 公司收益增长指引 - 公司稀释后每股收益增长指引为平均4 - 6%[162]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第二季度净收入3200万美元，摊薄后每股收益0.36美元，2020年同期净收入3900万美元，摊薄后每股收益0.43美元 [6] - 2021年上半年摊薄后每股收益1.43美元，2020年同期为1.34美元 [20] - 总营收增长14%，购电和燃料成本本季度增长70%，毛利润率下降0.04美元 [7][20] - 固定计划运维费用降低使收益增加0.03美元，管理费用使收益减少0.04美元，税收费用减少0.02美元 [21] - 上调全年收益指引至每股摊薄后2.70 - 2.85美元，此前为2.55 - 2.70美元，重申4% - 6%的长期收益增长指引 [6][29] - 上调年度能源交付指引至2.5% - 3%，此前为1% - 1.5% [28] - 预计2021年运营现金流在5.75 - 6.25亿美元之间，下调了原6 - 6.5亿美元的范围 [27] 各条业务线数据和关键指标变化 无 各个市场数据和关键指标变化 - 截至7月27日，约68%符合条件的俄勒冈人至少接种了一剂疫苗，6月底俄勒冈州全面重新开放并取消安全协议 [19] - 5月俄勒冈经济和收入预测称近期经济增长前景是几十年来最强劲的 [19] - 截至6月，波特兰三县地区失业率为5.6%，一季度略高于6% [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 优先考虑系统强化和弹性，持续投资建设更智能、更具弹性的电网，提高发电可靠性，加强区域合作和供应协议，扩大与客户的合作项目 [10] - 应对野火采取预防、检测和响应措施，包括增加植被管理、部署新技术、扩大自动化和远程监控、安装防火杆、改造输电线路、扩大公共安全停电区域等 [11][12] - 推进清洁能源目标，借助俄勒冈州新通过的清洁能源立法，扩展绿色社区电价计划，支持电动汽车普及，关注低收入客户、社会正义等领域，修改过时能源法律 [13][14] - 本月向俄勒冈公共事业委员会提交一般费率案，预计2022年5月生效，整体价格上涨3.9%，反映近10亿美元的系统升级投资 [22] - 可再生能源采购招标流程正在进行中，计划11月发布招标书 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 俄勒冈州经济从疫情中持续复苏，高科技和数字服务行业增长，商业板块复苏迅速，推动了公司的负荷增长 [19] - 预计本季度该地区将出现高于平均水平的高温和野火风险，公司将增加运维费用用于野火缓解和植被管理 [29] - 对下半年前景持乐观态度，对公司长期前景充满信心 [29] 其他重要信息 - 6月下旬的历史性热浪导致气温飙升至116度，公司创下4441兆瓦的负荷记录，得益于前期投资和员工努力，维持了电网的可靠性 [8] - 与客户的合作项目在热浪期间节省了63兆瓦的峰值需求 [10] - 截至6月30日，公司已递延与2月风暴相关的费用5200万美元，预计2022年获得俄勒冈公共事业委员会的批准 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 上调收益指引的原因及对2022年收益能力的看法 - 上调指引是因为第一季度有0.09美元的税收优惠，以及额外的需求增长，同时也考虑了一些运维费用增加等不利因素 [34] - 目前还需要更多关于2022年的信息才能讨论收益指引范围，预计在2022年2月进行讨论 [36] 问题2: 若极端自然事件更频繁，公司是否与利益相关者讨论额外的可靠性投资 - 公司与利益相关者、消防专业人员等合作，评估各种风险，并将每次危机的经验教训融入规划和工作中，未来将继续评估风险并与监管机构合作 [38] 问题3: 如何看待公司服务区域的低增长趋势及其对资本支出和费率可承受性的影响 - 公司服务区域经济强劲，数字和高科技行业发展良好，人们迁入意愿高，同时俄勒冈州对清洁能源未来有明确需求 [47] 问题4: 费率案是否反映了更新后的增长观点，以及第一季度0.09美元的税收优惠是否包含在更新后的指引中 - 费率案基于3月的负荷预测提交，9月将更新负荷预测 [64] - 第一季度的0.09美元税收优惠包含在更新后的指引中 [66] 问题5: 本季度电量增长的来源，以及是否能更新长期增长预测 - 目前难以区分电量增长是来自新客户增长还是疫情后的周期性反弹，天气调整后的零售交付量增长了8%，工业增长明显，商业板块也在迅速反弹 [70] - 需要更多季度的数据才能看到真正的趋势，目前还无法确定商业和住宅负荷的长期趋势 [71][72] 问题6: 进入野火季节，哪些因素会影响公司的收益指引 - 计算指引时已考虑了额外成本、电力成本和运维费用等因素的敏感性，新指引反映了天气波动和额外成本的可能性 [74] 问题7: 近期通过的清洁能源立法带来的增量投资机会及实施流程 - 立法与公司战略一致，包括减少温室气体排放、清理旧法律、关注环境正义和社区支持、扩展社区绿色电价、推进交通电气化、调整公共购买费用等方面 [83][84] - 目前处于执行战略的初期阶段，需要确定成本、提供新产品并实施 [86] 问题8: 参议员怀登法案的进展情况 - 该法案的讨论进展良好，关键在于正常化条款，将使受监管的公用事业公司和其他公司在投资税收抵免方面处于公平竞争环境，加速清洁能源未来 [87] 问题9: 交通电气化法案涉及的投资示例、投资机会和时间框架 - 包括扩展系统、增加电缆和基础设施、建设充电站等，以支持交通部门向电力部门的转型 [91] - 公司正在评估投资规模，随着系统准备工作和车队交易的推进，将更多地讨论这方面的内容 [94] 问题10: 下半年净可变电力成本的变化趋势以及收益指引中点是否假设电力成本无盈亏 - 预计下半年电力成本将出现有利于公司的变化，目前600万美元高于基线，年底有望低于基线但仍在共享范围内 [97][98] - 收益指引中点假设电力成本基本无盈亏，存在一定的细微差异 [99] 问题11: 服务区域的增长机会以及公司计划的变化 - 公司将与利益相关者合作，通过多种投资确保电网的稳定和可靠，包括整合可再生能源、分布式能源资源等 [107] - 未来将有更多可再生能源项目，以满足脱碳和增长需求，预计2025年后将有数百兆瓦的可再生能源加入 [108] 问题12: 服务区域的增长是否有助于抵消费率上涨的需求 - 公司能够持续为客户服务并投资于系统的可靠性和弹性，对所有客户都有协同影响 [110] 问题13: 如何看待俄勒冈州野火对公司的影响以及是否讨论过在负荷中心附近进行可再生能源发电以降低火灾风险 - 公司的综合运营中心战略核心是管理分布式发电资源，随着技术发展将增加电池存储等，以提高电网的可靠性和弹性 [112] 问题14: 股息政策的更新时间 - 股息是股东总回报的重要组成部分，公司目前股息支付率约为60% - 61%，过去多年复合年增长率为5.5%，未来股息增长将是稳定的，但具体增幅有待确定，取决于费率案等因素 [114]

业绩总结 - 2021年第二季度净收入为3200万美元，每股摊薄收益为0.36美元[12] - 2021年上半年每股摊薄收益为1.43美元，较2020年同期的1.34美元增长[40] - 将2021年每股收益指引上调至2.70至2.85美元，之前为2.55至2.70美元[15] 用户数据与市场预期 - 2021年负载增长预期上调至2.5%至3.0%，之前为1%至1.5%[12] - 预计长期每股收益增长为4%至6%，以2019年为基准[15] 资本与支出 - 2022年资本率案请求增加993百万美元的资本基础[27] - 2021年资本支出预测为7亿美元，涵盖发电、输电和配电等领域[31] - 总资本结构为50%债务和50%股本，资本成本为6.94%[29] - 截至2021年6月30日，总流动性为6.68亿美元[33] 成本与展望 - 预计2021年运营和维护成本将增加[43]

财务数据关键指标变化 - 2021年上半年净收入为1.28亿美元，2020年同期为1.2亿美元[14][20] - 2021年6月30日现金及现金等价物为1700万美元，2020年12月31日为2.57亿美元[16][20] - 2021年上半年经营活动提供的净现金为2.76亿美元，2020年同期为3.56亿美元[20] - 2021年上半年投资活动使用的净现金为3.37亿美元，2020年同期为3.7亿美元[20] - 2021年上半年融资活动使用的净现金为1.79亿美元，2020年同期提供的净现金为2.87亿美元[20] - 2021年上半年基本每股收益为1.43美元，2020年同期为1.34美元[14] - 2021年6月30日总负债为64.38亿美元，2020年12月31日为64.56亿美元[19] - 2021年6月30日股东权益为26.61亿美元，2020年12月31日为26.13亿美元[19] - 2021年上半年支付的利息净额为6100万美元，2020年同期为5600万美元[21] - 2021年和2020年截至6月30日的三个月总营收分别为5.37亿美元和4.69亿美元，六个月总营收分别为11.46亿美元和10.42亿美元[29] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，应收账款净额中分别包含9900万美元和9700万美元的未开票收入，2021年6月30日坏账准备为2200万美元[41] - 2021年6月30日和2020年12月31日其他流动资产分别为2.19亿美元和9800万美元，其中价格风险管理活动资产分别为1.25亿美元和3300万美元[42] - 2021年6月30日和2020年12月31日电力公用事业资产净值分别为7.693亿美元和7.539亿美元[43] - 2021年6月30日和2020年12月31日无形资产累计摊销分别为4.17亿美元和3.88亿美元[44] - 2021年6月30日和2020年12月31日监管资产分别为5.63亿美元和5.92亿美元，监管负债分别为14.45亿美元和13.92亿美元[46] - 2021年6月30日和2020年12月31日应计费用和其他流动负债分别为3.69亿美元和3.22亿美元[49] - 截至2021年6月30日，公司金融资产公允价值总计2.13亿美元，金融负债公允价值总计1.24亿美元[61] - 截至2020年12月31日，公司金融资产公允价值总计3.54亿美元，金融负债公允价值总计1.51亿美元[65] - 截至2021年6月30日，公司长期债务账面价值为29.07亿美元（扣除1200万美元未摊销债务费用），估计总公允价值为35.12亿美元；截至2020年12月31日，账面价值为30.46亿美元（扣除1300万美元未摊销债务费用），估计总公允价值为38.08亿美元[80] - 2021年和2020年截至6月30日的三个月，价格风险管理活动净负债公允价值变动中，期初余额分别为1.17亿美元和1.34亿美元，期末余额分别为5800万美元和1.51亿美元；六个月数据中，期初余额分别为1.37亿美元和9700万美元，期末余额分别为5800万美元和1.51亿美元[77] - 2021年和2020年截至6月30日的三个月，商品合同电力净损益分别为 - 4400万美元和1500万美元，天然气分别为 - 8900万美元和 - 1300万美元；六个月数据中，电力分别为 - 6700万美元和4700万美元，天然气分别为 - 1.14亿美元和 - 400万美元[86] - 2021年和2020年截至6月30日的三个月和六个月，未归属绩效型受限股票单位及相关股息等价权因未达绩效目标被排除在摊薄计算外的股份数分别为36.7万股和30.3万股[93] - 2021年和2020年截至6月30日的三个月，基本每股收益计算中加权平均流通普通股数分别为89,554千股和89,489千股，摊薄潜在普通股的稀释效应分别为118千股和136千股，摊薄加权平均流通普通股数分别为89,672千股和89,625千股；六个月数据对应分别为89,555千股、89,459千股，132千股、143千股，89,687千股、89,602千股[94] - 截至2020年12月31日，股东权益中普通股股份为89,537,331股，金额为12.31亿美元，累计其他综合损失为1100万美元，留存收益为13.93亿美元，总计26.13亿美元；截至2021年6月30日，对应数据分别为89,401,722股、12.35亿美元、1100万美元、14.37亿美元、26.61亿美元[95] - 截至2019年12月31日，股东权益中普通股股份为89,387,124股，金额为12.2亿美元，累计其他综合损失为1000万美元，留存收益为13.81亿美元，总计25.91亿美元；截至2020年6月30日，对应数据分别为89,506,951股、12.24亿美元、900万美元、14.31亿美元、26.46亿美元[95] - 2021年和2020年第二季度联邦法定税率均为21.0%，2021年和2020年上半年联邦法定税率也均为21.0%[134] - 2021年和2020年第二季度有效税率分别为11.1%和11.4%，2021年和2020年上半年有效税率分别为9.2%和16.1%[134] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，联邦税收抵免结转额分别为8800万美元和7700万美元，这些抵免主要包括生产税收抵免（PTCs），将在2041年之前的不同日期到期[137] - 2021年上半年公司因解耦机制预计向客户退款200万美元，2020年预计净退款600万美元[196][198] - 2020年10月起Boardman停运，公司估计2020年12月31日止期间最高递延退款1400万美元，2021年12月31日止年度最高6600万美元[199] 公司业务运营相关数据 - 截至2021年6月30日，公司为91.2万个零售客户提供服务，服务区域内有190万居民[23] - 公司主要通过向零售客户销售和配送电力产生收入和现金流，收入受季节、客户价格和使用模式、批发电力等因素影响[201] - 2021年上半年零售能源交付量为10040千MWh，较2020年的9463千MWh增长6%；2021年第二季度总零售能源交付量为4831千MWh，较2020年的4371千MWh增长11%[203] - 2021年6月28日公司录得新的系统峰值负荷4441MW，超过之前的4073MW和夏季系统峰值负荷3976MW[206] - 经天气调整后，2021年上半年零售能源交付量较2020年同期增长4.2%，其中工业交付增长9%，商业能源交付增长3%，住宅能源交付增长2%[207] - 2021年前六个月，成本 - 服务选择退出计划将交付给直接接入客户的能源限制在公司总零售能源交付量的约13%[208] - 2020年采用新大型负荷直接接入计划后，最多18%的公司能源交付量可由电力服务供应商供应，2021和2020年前六个月实际交付给直接接入客户的能源占公司总零售能源交付量的11%[209] - 2021年上半年天然气发电的工厂可用性为87%，2020年为91%；实际能源供应水平2021年为175%，2020年为77%；占总零售负荷的百分比2021年为45%，2020年为39%[212] - 2021年上半年煤炭发电工厂可用性无数据，2020年为100%；实际能源供应水平2021年为105%，2020年为104%；占总零售负荷的百分比2021年为9%，2020年为17%[212] - 2021年上半年风力发电工厂可用性为85%，2020年为96%；实际能源供应水平2021年为112%，2020年为127%；占总零售负荷的百分比2021年为13%，2020年为13%[212] - 2021年上半年水力发电工厂可用性为94%，2020年为90%；实际能源供应水平2021年为76%，2020年为77%；占总零售负荷的百分比2021年为6%，2020年为8%[212] - 2021年上半年供暖度日数较15年平均水平下降7%，制冷度日数较15年平均水平增长156%[206] 公司债务与信贷相关 - 截至2021年6月30日，公司有5亿美元的循环信贷安排，可扩大至6亿美元，债务与总资本比率为55.3%，未使用信贷额度为5亿美元[50] - 截至2021年6月30日，公司无未偿还商业票据[51] - 公司有四个信用证工具，总容量2.2亿美元，截至2021年6月30日，未偿还信用证总额为6900万美元[53] - 2020年4月9日，公司获得1.5亿美元364天定期贷款，利率为伦敦银行同业拆借利率加1.25%，2021年3月31日已全额偿还[54] - 2021年3月31日，公司获得2亿美元无担保364天定期贷款，利率为伦敦银行同业拆借利率加0.70%，信贷协议于2022年3月30日到期[55] - 公司经联邦能源监管委员会授权，至2022年2月6日可发行最高9亿美元短期债务[56] - 2021年1月6日，公司用可用现金对2.51%系列第一抵押债券进行1.4亿美元定期还款[57] 公司公允价值层级相关 - 现金等价物因活跃市场中有相同资产的报价，在公允价值层级中被归类为第一级[66] - 核退役信托和非合格福利计划信托持有的资产按公允价值记录，根据不同因素被归类为公允价值层级的第一级、第二级或第三级[67] 公司商品合同相关 - 2021年6月30日，当前资产中电力商品合同为3700万美元，天然气为8800万美元；非当前资产中电力为300万美元，天然气为3100万美元；当前负债中电力为5400万美元，天然气为100万美元；非当前负债中电力为6900万美元[84] - 2020年12月31日，当前资产中电力商品合同为400万美元，天然气为2900万美元；非当前资产中电力为400万美元，天然气为800万美元；当前负债中电力为1300万美元，天然气为200万美元；非当前负债中电力为1.33亿美元，天然气为300万美元[84] - 假设市场价格和利率不变，截至2021年6月30日，电力商品合同净未实现损益在2021 - 2025年及以后分别为2300万美元、 - 400万美元、500万美元、600万美元、700万美元和4600万美元；天然气分别为 - 6100万美元、 - 4600万美元、 - 900万美元、 - 200万美元、0和0[87] 公司衍生工具与抵押品相关 - 截至2021年6月30日，具有信用风险相关或有特征且处于负债头寸的衍生工具的总公允价值为8900万美元，公司已提供1100万美元抵押品（900万美元信用证和200万美元现金），若触发或有特征，现金需求为8000万美元[88] - 截至2021年6月30日，公司从交易对手方收到1800万美元抵押品（200万美元信用证和1600万美元现金）[89] 公司价格风险管理活动交易对手占比相关 - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，价格风险管理活动资产中交易对手A占比分别为10%和12%，交易对手B分别为13和17，交易对手C均为21，交易对手D分别为11和16，总计占比分别为55%和66%；负债中交易对手E占比分别为58%和93%[91] 公司环境相关事项 - 波特兰港场地补救调查由LWG完成，其表示已产生1.15亿美元调查相关成本，公司预计这些成本最终会在补救成本分配过程中分配给潜在责任方[102] - 美国环保署确定的波特兰港清理补救计划未折现估计总成本为17亿美元，其中12亿美元为补救建设成本，5亿美元为长期运营和维护成本，建设成本预计在13年内产生，长期运营和维护成本预计在建设开始后30年内产生[103] - 小部分潜在责任方完成预补救设计采样，环保署表示结论基本不变，目前波特兰港处于补救设计阶段，部分潜在责任方已签订同意协议进行补救设计，环保署将牵头其余区域[104] - 公司参与自愿程序确定成本分配，但因存在重大不确定性，目前无法合理估计潜在责任金额或范围及分配百分比，不过可能在最终确定前获得足够信息进行估计[105] - 公司认为其在波特兰港自然资源损害责任中的份额不会对经营成果、财务状况或现金流产生重大影响[107] - 年度环境支出超过600万美元（不包括或有负债相关费用）需进行年度收益测试[108] - 2021年6月，俄勒冈州立法机构通过众议院法案2021（HB 2021），为公司和该州其他投资者所有的公用事业公司及电力服务供应商制定了到2040年实现100%清洁能源的框架[148] - 适用于受监管实体的温室气体减排目标是到2030年减少80%，到2035年减少90%，到2040年及以后每年减少100%[148] - 公司计划到2030年将与向客户供应电力相关的温室气体排放量至少减少80%，到20

财务数据和关键指标变化 - 本季度净收入9600万美元，每股收益1.07美元，去年同期净收入8100万美元，每股收益0.91美元 [7] - 总营收增加0.06美元，其中0.04美元因负荷增加，0.02美元受天气积极影响 [21] - 净可变电力成本减少0.03美元，因2021年水电和风电产量降低 [22] - 运营、维护和管理费用减少0.07美元，其中固定电厂运维费用减少0.05美元，行政费用增加0.12美元 [23] - 折旧和摊销费用增加0.05美元，主要因资产退役，部分被资本增加抵消 [24] - 其他收入增加0.04美元，主要归因于非合格福利信托的市场回报 [24] - 税收费用减少0.11美元，主要因一次性确认地方流转税福利 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 整体客户数量同比增长超1%，负荷增长在天气调整后为1.2%，考虑严冬条件后为2.3% [13] - 居民用电量在天气调整后增长3%，商业用电量下降5%，工业用电量增长8% [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 截至2021年3月，公司服务区域失业率为5.7%，2020年4月峰值为14%，第一季度俄勒冈州就业加速增长，3月已恢复去年春季失业岗位的一半以上 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 持续评估成本结构，为客户提供安全、可靠和经济的服务，同时利用技术投资推进战略，仍在评估向俄勒冈公共服务委员会提交2022年一般费率案的需求和时机 [25] - 上周申请开启选择独立评估机构的流程，为即将到来的RFP做准备，预计该流程持续到2022年，RFP将寻求可再生能源和可调度资源投标 [26] - 确定约500兆瓦的容量需求，计划通过2021年全来源RFP填补，2019年认可的综合资源计划允许公司使用150兆瓦可再生能源等资源满足部分容量需求 [27] - 计划在竞争过程中提交基准资源，继续寻求该地区现有容量的成本竞争协议，若谈判成功可能减少2021年RFP规模 [28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 本季度财务业绩强劲，重申2021年每股收益2.55 - 2.70美元的盈利指引，以及长期盈利和股息增长率 [7] - 预计疫情在第二季度继续影响经济和区域电力格局，商业客户面临疫情经济影响风险，但居民和工业能源交付的优势缓解了下降趋势 [36] - 公司业务基本面良好，负荷增长强劲，通过技术投资和建设更智能、更具弹性的电网提高运营效率，为客户带来更好结果 [37] 其他重要信息 - 2月风暴成本截至3月31日为8700万美元，其中3300万美元为资本支出，5400万美元为与输配电系统相关的运营支出 [29] - 有风暴递延机制，每年从零售客户收取400万美元用于覆盖风暴损失增量费用，未使用金额递延，已用尽2021年900万美元风暴收集余额抵消运营费用，截至3月31日，2月风暴累计成本净额估计为4500万美元，已申请授权递延紧急恢复成本，预计2022年得到公共服务委员会决定 [30][31] - 2021年资本支出增加4500万美元，主要与近期风暴恢复资本支出有关，资本计划按计划进行，主要投资于增强系统弹性和可靠性的项目 [32] - 提高运维费用指引2000万美元，其中1200万美元与2月风暴响应费用有关，最终在收入中抵消，其余800万美元与应对野火风险、改善停电恢复估计和响应流程的额外举措有关 [33] - 维持稳健资产负债表，包括强大流动性和投资级评级，展望稳定，预计2021年不发行额外股权，预计用运营现金为2021年资本支出和长期债务到期提供资金，运营现金预计在6 - 6.5亿美元之间，今年晚些时候增加长期债务发行至3.5亿美元，用于再融资今年早些时候关闭的短期票据并满足2022年需求，总流动性为7.8亿美元，均可使用 [34] - 本周董事会批准每股年度化股息增加0.09美元，增幅5.5%，与5% - 7%的长期股息增长指引一致，股息支付率为60% - 70% [35] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 本季度的非经常性损益项目（如税收优惠、运维费用增加）情况及预期情况 - 税收优惠中的0.11美元，其中0.09美元与地方流转税有关，是一次性调整，不在原计划内，其余为杂项 [41] - 目前不会改变全年剩余时间的指引，该项目未包含在2月或现在提供的指引中 [43] 问题2: 期货交易委员会对去年8月交易事件的调查结果预期 - 目前处于调查早期，无法预测结果，公司将与相关机构充分合作，该事项已充分披露，董事会已完成特别审查 [44] 问题3: 费率案的时间安排 - 公司一直在审视成本结构、社区影响等，若能确保管理和客户服务及定价良好，有机会推迟提交费率案 [49] 问题4: 绿色未来影响计划的情况及与其他发电需求的对比 - 该计划新增200兆瓦，公司有机会提供更多绿色电力，但目前还在研究具体实施方式，公司拥有美国最大的自愿可再生能源计划，该计划将增加机会 [51] 问题5: 绿色未来影响计划的所有权机会 - 有可能，但取决于什么对客户最具竞争力和最有利，可能是购买或建设机会，目前不确定 [54][55] 问题6: 对怀登税收法案的看法 - 该法案旨在使能源行业税收激励合理化和现代化，聚焦清洁能源和新技术，具有技术中立、不挑选赢家和输家的特点，解决了公用事业过去面临的正常化问题，创造更公平竞争环境，加速清洁能源未来，目前不包括核能，但有相关讨论 [57][58] 问题7: 本季度PKM机制的贡献情况 - 本季度比基线低约1300万美元，但目前判断全年情况还太早，美国西部整体干旱，但太平洋西北地区水电条件良好，哥伦比亚河流域水电是电价最大影响因素，目前约为89% - 90% [64] 问题8: 税收优惠与提高指引及野火风险的关系 - 未改变指引，也未偏向指引范围的某一侧，运维成本增加主要与风暴和电网技术应用有关，与税收项目确认无必然联系 [66][67] 问题9: SEC对交易事件的调查能否和解 - 目前处于早期，无法预测调查方向和结果 [69] 问题10: PCAM情况及指引是否假设零PCAM余额 - 指引中PCAM有一定余额低于基线，去年同期低于基线2000万美元，2019年高于基线，目前判断全年情况还太早，要到第三季度后才能确定 [75] 问题11: 净可变电力成本下降0.03美元的原因 - 是由于2020年第一季度低于基线2000万美元，而今年第一季度低于基线1300万美元的差值，2020年是非常好的风电年 [76][77] 问题12: RFP的时间安排 - 预计到2022年上半年末相对确定，但主要目标是在2024年使相关容量投入使用，过去独立评估机构的讨论和选择过程耗时较长 [78][79] 问题13: 电动汽车相关投资何时纳入资本支出并获得回报 - 投资分为充电设施、基础设施（如电缆、变电站升级）、灵活能源使用三个类别，与常规公用事业运营协同，可提高电网可靠性和性能，期待业务量增加 [81][82][83] 问题14: 一般费率案与风暴成本回收的时间安排及机制 - 公司正在制定策略，有多项递延事项，包括野火、疫情、近期风暴成本递延和可能的费率案，将与监管机构合作确定是否合并处理或分开讨论，没有证券化机会，但会与监管机构讨论如何在一段时间内摊销递延费用，也可能包含在费率案中 [89][90] 问题15: RFP中基准资源的情况 - 基准资源约150兆瓦，为非排放资源，可能包括电池，目前正在选择独立评估机构，同时评估RFP选项，会在投标中提交基准资源 [91] 问题16: 今年野火季的应对措施 - 从加州、亚利桑那州、科罗拉多州和澳大利亚的公用事业同行处学习野火缓解、检测和处理经验，目前进行大量植被管理，与社区合作伙伴合作，整体提高应对能力，持续改进 [92] 问题17: 股息发放节奏是否恢复正常 - 董事会批准股息增加5.5%，从每股1.63美元增至1.72美元，将恢复正常发放节奏 [98] 问题18: 电动汽车能源管理部分的长期战略 - 公司网站有相关市场，可购买带能源信用的恒温器并参与分布式能源计划，正在建设综合运营中心，增强双向电网管理能力，专注服务客户，有分布式能源资源测试床，与客户互动，客户可参与能源事件降低用电成本，同时与多个技术合作伙伴合作 [101] 问题19: 电动汽车相关工作在会计和现金流方面的处理 - 相关工作在公用事业范围内，旨在提升客户体验和电网可靠性，预计相关费用可通过监管费率回收，随着可再生可变资源增加，这些工作对维持电网可靠性和服务客户至关重要 [102]

暴风雪事件影响 - 2021年2月11 - 13日暴风雪致公司超75万次停电，高峰时部署超400个维修队[135] - 截至2021年3月31日，暴风雪致公司增量成本约8700万美元，其中资本成本3300万美元，运营费用5400万美元[136] - 公司自2019年起获授权每年向零售客户收取400万美元用于覆盖重大风暴损失增量费用，2021年已用尽900万美元的风暴收集余额[136] - 截至2021年3月31日，2月风暴累计运营费用估计为4500万美元，已递延4100万美元相关增量运营费用[136][137] 绿色能源与碳排放计划 - 超23万客户自愿参与公司绿色未来计划，是美国参与人数最多的可再生能源计划[142] - 公司绿色未来影响计划获批，可提供100兆瓦可再生能源购电协议和最多200兆瓦客户提供的可再生能源，2021年3月该计划扩容200兆瓦[143] - 公司承诺到2040年实现年度净零碳排放，比《巴黎协定》目标提前10年[141] - 公司计划到2030年将客户用电相关温室气体排放量减少80%（以2010年为基准年），2040年实现零排放[144] 可再生能源资源与项目 - 俄勒冈州行政命令要求可再生能源标准（RPS）门槛到2025年提高到27%，2030年到35%，2035年到45%，2040年到50%[150] - 公司2018年5月寻求采购约100平均兆瓦合格可再生资源，中标项目为俄勒冈州东部的Wheatridge能源设施，含300兆瓦风力发电、50兆瓦太阳能发电和30兆瓦电池储能[154] - 公司拥有100兆瓦风力资源，2020年第四季度投入使用，成本1.49亿美元，可获100%生产税收抵免[155] - 公司计划到2025年从可再生能源、现有资源和新的无排放可调度容量资源组合中获取约700兆瓦容量贡献[156] - 公司与道格拉斯县公共事业区2020年达成协议，该协议自2021年1月1日起为期五年，预计为公司贡献100 - 160兆瓦容量[159] - 基于与道格拉斯县公共事业区的协议和更复杂的建模，2025年更新后的容量需求为511兆瓦[160] 公司建设项目 - 公司计划建设综合运营中心，预计总成本2亿美元（不含AFDC），截至2021年3月31日已记录1.32亿美元（含AFDC）的在建工程成本，预计2021年第四季度投入使用[163] 政策目标与市场环境 - 俄勒冈州设定2025年电动汽车销售目标为25万辆，2035年电动汽车占所有新车销售的90%[164] 特殊事件递延成本 - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司COVID - 19递延余额为1000万美元，预计2021年增量坏账费用为600 - 800万美元[169] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司野火响应累计递延成本分别为2200万美元和1500万美元[174] 电价与收入调整 - 经OPUC批准，2021年年度更新关税中电力成本较2020年增加6600万美元，相应年度收入要求也增加，自2021年1月1日起反映在客户电价中[175] - 2021年第一季度，公司记录向住宅客户退款200万美元，向商业客户收款300万美元[177] - 解耦机制下，各合格客户类别的收款年度限额为收入的2%，公司预计2021年第三季度达到商业客户收款限额[178] - 截至2020年12月31日，公司记录2020年预计净退款600万美元，若获OPUC批准，将于2022年1月1日起一年内退还客户[179] - 公司估计Boardman收入要求递延金额在2020年12月31日止期间最高达1400万美元，2021年12月31日止年度最高达6600万美元[180] 能源交付量数据 - 2021年第一季度零售能源交付量为5209千兆瓦时，较2020年同期增长2.3%，总能源交付量为6454千兆瓦时，较2020年同期下降4.9%[184] - 经天气调整后，2021年第一季度零售能源交付量较2020年同期增长1.2%，其中工业交付量增长8%，住宅能源交付量增长3%，商业能源交付量下降5%[187] - 2021年前三个月，成本服务退出计划将向直接接入客户的能源交付量限制在公司总零售能源交付量的约13%[188] - 2021年第一季度，ESS向直接接入客户的实际能源交付量占公司总零售能源交付量的10%[189] - 2021年第一季度，公司自有和联合拥有的热电厂能源接收量较2020年下降18%，水电能源接收量下降8%，风电能源接收量增长19%[196][197][198] NVPC数据 - 2021年第一季度实际NVPC比基线低1300万美元，预计全年低于基线且超出死区范围，无客户退款[205] - 2020年第一季度实际NVPC比基线低2000万美元，全年除1.27亿美元交易损失外比基线低1300万美元，在死区范围内，无客户收款[205] - 2021年第一季度实际NVPC为1.36亿美元，较2020年同期的1.06亿美元增加3000万美元[220] 财务收入数据 - 2021年第一季度总收入6.09亿美元，较2020年的5.73亿美元增长6%；净收入9600万美元，较2020年的8100万美元增长19%[206] - 2021年第一季度零售收入5.53亿美元，较2020年的5.14亿美元增加3900万美元，主要因AUT、风暴费用回收等因素[213] - 2021年第一季度批发收入较2020年减少1400万美元，降幅30%，因销量降27%和价格降3%[215] - 2021年第一季度其他运营收入较2020年增加1100万美元，主要因天然气转售收入增加[216] 成本费用数据 - 2021年第一季度购电和燃料费用1.69亿美元，较2020年的1.53亿美元增加1600万美元，因平均可变电力成本和系统负荷增加[217] - 2021年第一季度平均可变电力成本为每兆瓦时27.14美元，较2020年的23.31美元增加19%；系统总负荷623.7万兆瓦时，较2020年的658.6万兆瓦时减少[217] - 2021年第一季度Generation, transmission and distribution为8000万美元，较2020年同期的7300万美元增加700万美元[222] - 2021年第一季度Administrative and other为8600万美元，较2020年同期的7100万美元增加1500万美元，折旧和摊销费用减少500万美元[223] 其他财务数据 - 2021年第一季度其他收入净额增加700万美元，所得税费用减少900万美元[225][226] - 2021年第一季度经营活动产生的现金流量净额为1.68亿美元，投资活动使用的现金流量净额为1.62亿美元，筹资活动使用的现金流量净额为1.28亿美元[228] - 2021年公司预计资本支出为7亿美元，计划用经营活动产生的现金、发行长期债务证券和短期债务或商业票据来融资[231][237] - 截至2021年3月31日，公司短期债务授权额度为9亿美元，可用流动性为7.8亿美元[238] - 截至2021年3月31日，公司长期债务净额为29.06亿美元，1月6日偿还了1.4亿美元[243] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司普通股权益比率分别为46.3%和45.0%[244] - 穆迪和标普对公司有担保和无担保债务的评级为投资级，展望稳定[245] - 截至2021年3月31日，公司已向交易对手提供1900万美元抵押品，包括900万美元现金和1000万美元信用证[246] - 单一机构评级降至投资级以下，需追加抵押品3300万美元，到2021年12月31日降至700万美元[246] - 双机构评级降至投资级以下，需追加抵押品1.19亿美元，到2021年12月31日降至8400万美元，到2022年12月31日降至7700万美元[246] - 2021年3月31日，在契约最严格发行测试下，公司最多可额外发行6.83亿美元FMBs[248] - 公司信贷安排要求将合并债务限制在总资本的65.0%，截至2021年3月31日，公司债务与总资本比率为55.2%[249] - 公司除 surety bonds 和未偿还信用证外，无其他对财务状况等有重大影响的表外安排[250] - 公司2021年及以后的合同义务与2020年年报相比无重大变化[252] - 公司面临商品价格、外汇汇率、利率波动及信用风险，与2020年年报相比无重大变化[253] 能源发电结构数据 - 2021年第一季度热发电总量296.5万兆瓦时，占比47%；水电31.7万兆瓦时，占比5%；风电53.2万兆瓦时，占比9%[218] 河流径流量预测 - 预计2021年4 - 9月哥伦比亚河等主要河流径流量为正常水平的85% - 94%，2020年实际为75% - 109%[219]